Odwracalne ciecze emulsyjne o wysokim stężeniu fazy wewnętrznej (HIPR)

• Autorzy: Błaż Sławomir

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.03.04

Warianty tytułu

EN

Reversible emulsion fluids with a high internal phase ratio (HIPR)

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Najczęściej stosowanymi płuczkami do wiercenia otworów na osnowie oleju są płuczki inwersyjne. Stosunek fazy olejowej do wodnej w inwersyjnych płuczkach wiertniczych zawiera się w zakresie od 65/35 do 90/10, przy czym najczęściej wynosi od 70/30 do 80/20. Płuczki przy takich stosunkach fazy olejowej do wodnej charakteryzują się wysoką stabilnością i odpowiednimi parametrami reologiczno-strukturalnymi, pozwalającymi na szeroki zakres regulacji gęstości płuczki. Jedną z wad płuczek inwersyjnych jest ich koszt (ze względu na zawartość oleju) i problemy środowiskowe związane z odpadami i zagospodarowaniem zaolejonych zwiercin. W artykule przedstawiono badania laboratoryjne zmierzające do opracowania składu płuczki inwersyjnej o ograniczonej zawartości fazy olejowej i wysokim stężeniu fazy wewnętrznej (ang. high internal phase ratio – HIPR). Płuczki o współczynniku o/w poniżej lub równym 50/50 różnią się od konwencjonalnych płuczek inwersyjnych pod względem składu i właściwości. Z powodu większego stężenia zdyspergowanej fazy wewnętrznej płuczki te charakteryzują się zmniejszoną stabilnością i wysokimi parametrami reologiczno-strukturalnymi. Utrzymanie odpowiednich parametrów reologiczno-strukturalnych płuczki i jej wysokiej stabilności możliwe jest tylko poprzez wykorzystanie odpowiednich środków chemicznych dostosowanych do danego układu emulsyjnego, o określonym stosunku fazy olejowej do wodnej. W tego rodzaju płuczkach możliwe jest także, ze względu na wyższe stężenie fazy wewnętrznej, częściowe regulowanie gęstości płuczki fazą wodną, którą mogą stanowić roztwory soli, i ograniczanie w ten sposób zawartości substancji stałych (materiałów obciążających) w płuczce. Opracowany system płuczkowy powinien być bardziej ekonomiczny, charakteryzować się ograniczoną toksycznością przy jednoczesnym zachowaniu eksploatacyjnych zalet płuczki inwersyjnej. Płuczki tego rodzaju mogą znaleźć zastosowanie zarówno podczas przewiercania reaktywnych formacji łupkowych, warstw solnych, gipsu, anhydrytu, jak też służyć do dowiercania horyzontów produktywnych oraz do prac rekonstrukcyjnych prowadzonych w odwiertach ropno-gazowych.

EN

Invert muds are the most commonly used oil-based drilling muds. The oil to water phase ratio in invert drilling muds ranges from 65/35 up to 90/10, with the most common ones ranging from 70/30 to 80/20. At these oil to water phase ratios, the drilling mud is characterized with high stability and appropriate rheological and structural parameters allowing to adjust drilling mud density in a wide range. One of the disadvantages of invert muds is their cost (due to oil content) and environmental problems associated with waste and management of oily drill cuttings. Taking into account the properties of oil-based muds, the article presents laboratory tests aimed at developing the composition of an invert mud with a limited oil phase content and high internal phase ratio (HIPR). Drilling muds with an o/w ratio less or equal to 50/50 vary from conventional inversion muds in terms of their composition and properties. Due to the higher concentration of the dispersed inner phase, muds have reduced stability and high rheological and structural parameters. Maintaining the appropriate rheological and structural parameters of the drilling mud and its high stability is possible only through the use of appropriate chemicals adapted to the emulsion system with a specific oil to water phase ratio. In the drilling muds of this type it is also possible, due to the higher concentration of the internal phase, to partially adjust the density of the mud with the water phase, such as salt solutions, thus limiting the solids content (weighting agents) in the mud. The developed mud system should be more economical, have a reduced toxicity, while maintaining the operational advantages of invert mud. These types of muds can be used during the drilling of reactive shale formations, salt layers, gypsum and anhydrite layers, as well as for drilling productive horizons and for reconstruction works carried out in oil and gas wells.

Słowa kluczowe

PL

płuczka na osnowie oleju; inwersyjna płuczka wiertnicza; wysokie stężenie fazy wewnętrznej emulsji; stabilność emulsji; faza ciągła emulsji

EN

oil-based mud; invert drilling mud; high internal phase ratio; emulsion stability; continuous phase of emulsion

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 3
• Strony: 175--186
• Opis fizyczny: Bibliogr. 23 poz., rys.

Twórcy

autor

Błaż Sławomir

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Alford P., Anderson D., Bishop M., Goldwood D., Stouffer C., Watson E., Karonka M., Moore R., 2014. Novel oil based mud additive decreases HTHP fluid loss and enhances stability. AADE-14-FTCE-18.
• Amani M., 2012. The rheological properties of oil-based mud under high pressure and high temperature conditions. Advances in Petroleum Exploration and Development, 3(2): 21–30. DOI:10.3968/j.aped.1925543820120302.359.
• Amani M., Al-Jubouri M., Shadravan A., 2012. Comparative study of using oil-based mud versus water-based mud in HPHT fields. Advances in Petroleum Exploration and Development, 4(2): 18–27.
• Błaż S., 2015. Badania laboratoryjne nad opracowaniem składu płuczki inwersyjnej. Nafta-Gaz, 3: 54–63.
• Deville J.P., 2010. Inhibition of hydrolytic degradation in ester-based invert emulsion drilling fluids. AADE-10-DF-HO-47.
• Elkatatny S., 2019. Mitigation of barite sagging during the drilling of high-pressure high-temperature wells using an invert emulsion drilling fluid. Powder Technology, 352: 325–330. DOI: 10.1016/j.powtec.2019.04.037.
• Fernandez J., Sharp K., Plummer D., 2014. Enhanced Fluid Viscosity Using Novel Surfactant Chemistry Purposely Designed for LowAromatic Mineral and Synthetic Base Fluids. AADE-14-FTCE-15.
• Gacek M.M., Berg J.C., 2015. Effect of surfactant hydrophile-lipophile balance (HLB) value on mineral oxide charging in apolar media. Journal of Colloid and Interface Science, 449: 192–197. DOI:10.1016/j.jcis.2014.11.075.
• Geng T., Qiu Z.S., Zhao Ch., Zhang L., Zhao X., 2019. Rheological study on the invert emulsion fluids with organoclay at high aged temperatures. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 573: 211–221. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2019.04.056.
• Hajiabadi S.H., Aghaei H., Ghabdian M., Kalateh-Aghamohammadi M., Esmaeilnezhad E., Choi H.J., 2020. On the attributes of invertemulsion drilling fluids modified with graphene oxide/inorganic complexes. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 93: 290–301. DOI: 10.1016/j.jiec.2020.10.005.
• Holmberg K., Jönsson B., Kronberg B., Lindman B., 2002. Surfactants and Polymers in Aqueous Solution. John Wiley & Sons, ISBN: 0-471-49883-1.
• Jasiński B., 2012. Badania nad zastosowaniem emulsji olejowo-wodnych jako cieczy roboczych o obniżonej gęstości. Nafta-Gaz, 12: 1155–1164.
• Jones T.A., Mckellar A.J., Quintero L., 2006. Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same. Patent US 2006/0272815 A1.
• Karimi A., Tahmasbi K., Arsanjani N., 2009. The feasibility study of replacing oil based mud with more environmentally acceptable paraffin based system in Iranian oil fields. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/123519-MS.
• Kulkarni S.D., Jamison D.E., 2015. Determining association of particles and emulsion in invert emulsion drilling fluids: experiments and modeling. AADE-15-NTCE-16.
• Liu L., Pu X., Zhou Y., Zhou J., Luo D., Ren Z., 2020. Smart Pickering water-in-oil emulsion by manipulating interactions between nanoparticles and surfactant as potential oil-based drilling fluid. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 586: 124246. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2019.124246.
• Luster M., Patel A.D., Lim S.K., 2015. Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration. Patent US 9,004,167 B2.
• Maghrabi S., Wagle V., Teke K., Kulkarni D., Kulkarni K., 2011. Low plastic viscosity invert emulsion fluid system for HPHT wells. AADE-11-NTCE-15.
• Paswan B.K., Jain R., Sharma S.K., Mahto V., Sharma V.P., 2016. Development of Jatropha oil-in-water emulsion drilling mud system. Journal of Petroleum Science and Engineering, 144: 10–18. DOI: org/10.1016/j.petrol.2016.03.002.
• Paswan B.K., Mahto V., 2020. Development of environment-friendly oil-in-water emulsion based drilling fluid for shale gas formation using sunflower oil. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191: 107–129. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107129.
• Rojas J.C., Daugherty B., Renfrow D., Bern P., Greene B., Irby R., Gusler B., Grover P., Trotter N., Dye B., 2007. Increased Deepwater Drilling Performance Using Constant Rheology Synthetic-based Mud. AADE-07-NTCE-20.
• Tiwari R., Kumar S., Husein M.M., Rane P.M., Kumar N., 2020. Environmentally benign invert emulsion mud with optimized performance for shale drilling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 186: 106791. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106791.
• Whitby C.P., Fornasiero D., Ralston J., 2008. Effect of oil soluble surfactant in emulsions stabilised by clay particles. Journal of Colloid and Interface Science, 323: 410–419. DOI: 10.1016/j.jcis.2008.04.038.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).